兴古7块深潜山变质岩油藏初期效果评价及管控措施研究

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兴隆台太古界潜山油藏原油特征研究与科学开发

兴隆台太古界潜山油藏原油特征研究与科学开发摘要:兴隆台油田太古界潜山油藏1972年兴210井井喷发现。

近年来对油藏的认识有了新的突破,油藏钻探取得明显成效,规模开发已提到日程。

该油藏自北向南含油范围大,含油幅度达1500ｍ以上,可分上、中、下三段开采,其原油性质也有区别。

原油特性的研究,得出地层条件下,随着原油的采出,油层压力、溶解气,以及与流动性的数学关系。

通过随机开采资料按物质平衡原理和研究成果可以随时掌握油藏三个层段中原油的最佳流动性,达到资源最大限度的采出,最大的经济效益。

关键词:兴隆台太古界潜山原油特性科学开发1 引言兴隆台太古界潜山油藏,是一套巨厚的以裂缝为主要储集空间的含油层,早在1972年兴210井井喷就以发现。

截止到目前已钻39口井。

潜山从兴北到马南地区均有分布,由于被古潜山花岗变质岩,没有生储油条件的理论束缚,相当一段时间内的工作都被局限在潜山顶风化破碎带。

到了2006年兴古7井钻探深达4166.0ｍ,揭开太古界地层1625.0ｍ,并于井深2596.58ｍ－2748.38ｍ(中途)、3978.0ｍ－4014.5ｍ、3592.0ｍ－3653.5ｍ试油均获得高产油流．当年的兴古8、兴古7－1、兴古7－3井钻开太古界地层在1464.0ｍ－1590.0ｍ井段,兴气9井钻入太古界464ｍ,也较过去的老井多1倍以上。

油藏分布广,含油井段幅度大,目前的状况经地质研究基本可分为三个层段开采,大体上每500ｍ一个层段。

开采过程如何科学的控制原油性质变化,保证达到最高的采油率,使油层中残留最少的原油,达到经济效益最大化,应该根据地层条件下原油性质的变化,很好的科学利用其天然能量,及时控制油层压力,来提高科学开发油藏的水平。

2 兴隆台古潜山油藏原油物性特征在多年钻探试采中,兴古潜山油藏,共取得三口井的原油高压物性的实验数据资料,兴244、兴气9与兴古7井分别位于油藏上、中、下三个层段,取地层条件下的原油,进行一次性脱气实验,其成果见表1。

变质岩潜山地震资料处理方法探讨

变质岩潜山地震资料处理方法探讨摘要：辽河油田潜山经过四十余年的勘探,成果丰硕。

在不断获得勘探重大发现,获取规模储量的同时,也不断完善了潜山勘探理论及相应的配套勘探技术系列。

特别是近年来辽河油田提出了变质岩潜山内幕成藏勘探理论,并以此为指导在兴隆台～马圈子潜山带深层潜山和潜山深部获得重要突破,整体上报探明石油地质储量1.27亿吨,为辽河油田的增储稳产做出了巨大的贡献。

辽河坳陷中央凸起潜山带具有较好的石油地质条件,钻探的赵古1已获重大发现,赵古2井显示存在变质岩内幕油藏,预示中央凸起变质岩潜山内幕油藏勘探拥有很好的前景。

但变质岩潜山内幕结构、构造识别划分是关键点也是难点,加之中央凸起潜山内幕地震资料品质较差,这就需要在地震资料处理上有相应的配套处理方法,本文以中央潜山带为例针对变质岩潜山进行地震资料处理并且研究出配套处理方法。

辽河坳陷中央潜山带地质情况复杂,潜山带及其两侧断裂附近横向速度突变,潜山内幕信噪比低,成像较差。

为了理清断层位置,搞清潜山与东西两侧凹陷接触关系,提高潜山内幕成像质量,我们对辽河坳陷中央潜山带资料进行了叠前深度偏移处理和研究。

本文首先介绍了克希霍夫叠前深度偏移的方法原理,进而阐述了建立精确速度-深度模型的思路和实施方法,并利用该速度模型进行了克希霍夫深度偏移和逆时偏移两种方法的成像运算,最后将叠前深度偏移成果与叠前时间偏移成果进行比较。

深度偏移技术可以有效解决潜山及两侧断裂附近速度横向突变问题,使地下构造成像更加合理,同时信噪比和保真保幅方面也有所提高。

关键词：叠前深度偏移中央潜山速度建模辽河坳陷中央潜山带位于辽河坳陷中部，具有被东西边界断层所夹持的狭长构造特征。

研究区内地层倾角较陡，横向速度变化快，潜山内幕有效反射信息弱，有效频带窄，信噪比低，波场复杂，成像困难。

常规叠前时间偏移算子仅含绕射项方程，其假设局部地层平缓，且绕射曲线具有双曲线时差特征，利用时间域RMS速度把近似于双曲型地震波绕射波能量聚焦到双曲面的顶点进行成像[1～2]。

巨厚变质岩古潜山油藏合理开发方式探讨

巨厚变质岩古潜山油藏合理开发方式探讨作者：石松林【摘要】从巨厚变质岩古潜山勘探的实际情况能够看出，不仅是在古潜山的表层的风化壳之中能够形成油气藏，同时在其的内部深层如果是油源的条件比较的充足也能够形成有利的疏导条件，另外在其内部的发育过程中有着很好的储集的空间这样就给内幕油气藏的形成提供了良好的条件。

本文主要是对巨厚变质岩古潜山油藏的开发方式进行深入的探究，希望能够给这一领域的发展起到一定的参考作用。

【关键词】巨厚变质岩；古潜山油藏；开发方式引言在含油的幅度达到一千六百米的裂缝性油藏是油藏地质遗迹油田开发的一些重要的研究领域，在上个世纪七十年代对于巨厚变质岩古潜山油藏进行了勘探遗迹发现和试采，在经过了一段时间的发展之后，到了二零零五年的时候才开始对其进行了新的认识，在两千四百米到四千米的一个分段的试油试采得以证实，在这一过程中需要一个合理的开发方式。

一、巨厚变质岩古潜山油藏开发现状分析随着社会的不断的发展以及经济的进步，我国在这一过程中对于石油的需求量也逐渐的得到增加，石油对于我国的发展起到了重要的促进作用，在开采石油方面也愈来愈凸显出其困难，在上个世纪的七十年代，兴九四井对于太古界古潜山进行了首次的钻遇，到了八十年代中后期又对此进行了相继的探井，经过了不懈的努力终于在古潜山的表皮段附近试油取得了很好的成绩，并获得了工业油气流，但是由于当时的技术没有达到相应的标准，在开采的过程中受到了诸多的限制，就把2720米当做是古潜山的出油底界，对于已经开采的古潜山井除了兴六八井之外，出现了产量低并且下降较快的特点，于是就没有对于这一构造进行继续的勘探[1]。

到了新的发展时期，我国的一些科学技术相对的成熟，对于巨厚变质岩古潜山油藏的开发条件已经有了很好的具备，在二零零五年的时候，利用了新的科学技术手段对其进行了三维的地震勘探，并且部署了兴古七井，在深度上有了很大的提升已经是超过了四千二百米，经过了三次的试油都获取了工业油气流，在之后的过程中又分别进行了试油和试采，使得含油的底界下移了1200多米，最终含油的幅度达到了1600米这一高度[2]。

变质岩潜山储集层有效性评价

中图分类号：ＴＥｌ２２．２文献标识码：Ａ
Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｅｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓｏｆｍｅｔａｍｏｒｐｈｏｓｅｄｂａｓｅｍｅｎｔｂｕｒｉｅｄｈｉｌｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ
ＴｏｎｇＫａｉｊｕｎ，ＣｈｅｎｇＱｉ，ＮｉｅＬｉｎｇｌｉｎｇ，ＦａｎｇＮａ
（ＢｏｈａｉＯｉｌＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＴｉａｎｊｉｎＢｒａｎｃｈｏｆＣＮＯＯＣＬｉｍｉｔｅｄ，Ｔｉａｎｊｉｎ３００４５２，Ｃｈｉｎａ）
Hale Waihona Puke 变质岩潜山储集层有效性评价
童凯军，程奇，聂玲玲，房娜
［中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津３００４５２］
摘要：长期以来，结晶岩基底潜山的储集层有效性评价都是一个有待攻克的地质难题。以渤海湾盆地ＪＺ２５—１Ｓ变质岩潜山为例，综合利用岩心、薄片、测井、生产测试及实验分析等资料，首先对裂缝特征参数进行了定量描述和表征，同时也从动态和静态两个方面对潜山储集层构成介质（裂缝和基质）的有效性进行了分析与评价。研究表明：区内储集层裂缝发育程度较好，且有效程度高。最有效的裂缝是晚期形成的开启倾斜裂缝，其次是半／充填的垂直裂缝，较差的是早期形成的水平充填裂缝。通过岩石物理特征、生产测井解释及岩心离心实验分析，确立了研究区有效储集层的物性下限；利用静态渗吸实验定量评价了基质动用的开发潜力，明确了毛管力是基质岩块排驱过程的主要驱动力，但影响排驱过程的主要因素是微细裂缝的分布状况和发育程度。关键词：裂缝系统；基质系统；变质岩潜山；储集层有效性；渤海湾盆地

动态分析技术在兴隆台潜山油藏开发各阶段的应用

动态分析技术在兴隆台潜山油藏开发各阶段的应用X梁　飞(辽河油田公司勘探开发研究院,辽宁盘锦　124010) 摘　要:兴隆台潜山是辽河油田近年发现的规模最大的整装油藏。

储层巨厚、含油幅度超过2000m,潜山内幕复杂、岩性多样、储层具有双重介质特征、非均质性极强。

通过在各开发阶段有针对性的深入开展油水井动态分析工作,不断深化油藏认识,系统总结油水运动规律,创新设计了水平井、四段七层纵叠平错的立体开发井网,并首次探索底部注水、顶部注气的能量补充方式,有效解决了深层巨厚潜山储量动用难度大、稳产难度大的问题,在兴古潜山带已形成亿吨级储量规模,建成了百万吨生产能力,实现了潜山油藏高效开发。

关键词:巨厚潜山;双重介质;动态分析;油水运动规律中图分类号:T E 33+1.3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0108—021　油藏基本情况兴隆台潜山带[1]整体上为北东-南西走向,表现为“北东成带,东西分块”的构造格局。

自南向北,由马古、兴古、陈古三个潜山带组成,含油面积55.49km 2,探明石油地质储量12706万t 。

2006年投入开发以来共经历了试油试采、先导试验、能量补充方式研究及扩大部署四个阶段。

2　动态分析在不同开发阶段的应用2.1　试油试采阶段2006年,在完成评价钻探后,为了取得油藏开采动态资料,掌握油层开采特点,实施了试采井16口,以落实油井产能、掌握地质特征、确定生产井合理工作制度。

2.1.1　试油试采分析落实油井产能水平井可有效提高潜山单井产量。

水平井平均单井日产水平80t ,是直井的3倍,生产压差3～4MPa,不到直井的1/2。

应用公式法及IPR 曲线斜率法评价试油试采井的采油指数,水平井采油指数较直井高出7倍[2],可有效提高单井产量。

水平井泄油面积大、裂缝钻遇率高。

不考虑断层等因素,直井泄油方式为供油半径范围内的圆形径向流,而水平井开采过程中,可以被看做由若干口在同一储层内完井的相邻直井,线性流和径向流同时存在。

叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践

2010年9月断块油气田Numerical simulation study and practice on buried-hill reservoir development with overlapped horizontal wellZhou Wanshan(Research Institute of Exploration and Development,Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124010,China)Abstract:Block XG7of Xinglongtai Oilfield is a buried hill oil reservoir discovered in recent years.This reservoir has the characteristics of special geological condition,old formation,complex internal structures,diverse lithology,huge pay layer and strong heterogeneity.Unique geological conditions bring enormous challenges to reservoir development.Faced with a number of negative factors and aimed at low development degree of vertical wells,researchers present development from separate zones with overlapped horizontal well and optimize the key parameters of overlapping way of horizontal wells,vertical spacing,horizontal segment length and water injection through innovative,preliminary practice and numerical simulation studies.Practice proves that it is feasible to use overlapped horizontal wells and achieves a good development effect.The successful development of XG buried-hill reservoir provides a reference for similar reservoir development.Key words:numerical simulation,overlapping,horizontal well,buried hill reservoir.XG7块开发目的层为兴隆台太古界潜山，是具有双重介质特征的裂缝性储层［1-3］，区域构造裂缝以中高角度裂缝为主，油藏埋深2335～3960m ，油层从潜山顶部到底部均有发育。

变质岩潜山注采系统调整对策及效果分析

变质岩潜山注采系统调整对策及效果分析本文探讨裂缝型潜山油藏开发中后期注采系统调整作用，因势利导利用裂缝展布规律，对改变目前注水线性水窜方向，提高和改善裂缝型潜山油藏注水开发效果，指导类似油藏注采系统调整具有重要意义。

标签：注采系统；调整对策；实施效果；分析一、前言静64-26井组位于安1潜山，该潜山油藏由于裂缝展布具有方向性，在原注采井网开发过程中，长期注水开发导致与裂缝走向一致的注采井线性水窜，含水快速上升；而与裂缝走向垂直的注采井注水见效差，水井注不够，油井供液不足。

二、研究背景背景一：安1-安97潜山裂缝非均值性强，分布规律具有方向性。

根据取芯资料及蚂蚁体裂缝预测，安1-安97潜山储层裂缝非均值性强，主要以中高角度裂缝为主，展布方向主要为北东、北西向裂缝。

背景二：沿主裂缝方向注采井线性水窜，油井含水上升快。

由于长期注水开发，导致注水沿主裂缝方向线性水窜，受效油井含水快速上升，稳产难度大。

其中安1-安97潜山综合含水以由2010年60%上升到80%。

而其中靜64-26井组由于注水线性水窜，导致静64-26井含水去年来由90%上升到了99%，以前的高产井变为低效井，而其它方向水驱能量弱，油井供液不足。

背景三：垂直裂缝走向的注采井注水见效差，水井注不进、油井供液不足。

受北东、北西向裂缝展布方向控制，垂直裂缝走向的注采井见效差，区块目前水井23口，就有13口井水注水压力达到20MPa以上，5口水井注水困难；油井29口，就有18口供液不足。

其中静64-26井组胜23-10、胜24-13、胜23-13裂缝连通差，注不够，对应的垂直裂缝展布方向的油井胜24-10、胜25-12、胜23-11三口油井供液不足。

背景四：油井措施工作穷尽，效果逐年变差。

为沟通注采井井间裂缝，安1-安97潜山主要措施为压裂，统计近年来的压裂效果逐渐变差，且目前受低油价和工作量穷尽影响，可选压裂井及压裂井段逐渐减少，2016年-2017年区块没有实施压裂，以没有其它措施，导致区块稳产形势严峻。

巨厚变质岩潜山油藏注气开发驱油机理及方案优化

巨厚变质岩潜山油藏注气开发驱油机理及方案优化陈妍;张玉【摘要】兴古潜山油藏为巨厚变质岩潜山油藏,由于储层非均质性强、裂缝发育、含油高度达2 300 m,天然能量开发造成产量递减快,而注水开发难以有效补充地层能量,因此合理开发方式优选难度大.针对该油藏双重介质特征,改进实验流程,建立双重介质储层变压焖井实验方法,量化研究基质渗析驱油作用,结合数值模拟研究和现场试验分析,深化注气开发驱油机理认识.研究结果表明,巨厚变质岩潜山油藏注气开发能够发挥重力驱替、气体上浮驱油及基质渗析等作用,可大幅度提高波及体积,并以此为指导开展兴古潜山油藏立体注气开发方案设计,采用顶部注气为主、中下部注气为辅的立体注气方式,在形成重力驱的同时发挥气体上浮驱油的作用,较天然能量开发提高采收率15％.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2016(023)001【总页数】5页(P119-123)【关键词】重力驱;基质渗析驱油;变质岩潜山;双重介质储层;气驱机理;立体注气【作者】陈妍;张玉【作者单位】长江大学地球科学学院,湖北武汉430100;长江大学地球科学学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】TE357.7@。

注气开发作为一项提高采收率的主要技术在油田开发中得到广泛应用［1-2］，但受气驱机理认识不清的制约，在巨厚变质岩潜山油藏应用较少。

兴古潜山油藏为巨厚变质岩潜山油藏，含油高度达2 300 m，岩性复杂，发育2大类6亚类25种岩石，储层非均质性强，开发初期利用以水平井为主的纵叠平错立体开发井网来实现高速开发，最高采油速度为2%。

但是由于储层巨厚，难以有效补充地层能量，天然能量开发，产量递减快，油藏年综合递减率达18%，压力系数降至0.7，亟需探索有效的能量补充方式。

通过对天然能量、注水、注气、蒸汽驱和化学驱等多种开发方式进行对比论证，确定采用注气开发补充地层能量。

针对巨厚变质岩潜山油藏气驱机理认识不清的现状，通过开展物理模拟研究，结合数值模拟对比验证，明确巨厚变质岩潜山油藏注气开发驱油机理，并建立了巨厚变质岩潜山油藏注气立体开发设计新方法，以期为优化设计兴古潜山油藏注气方案提供依据。

叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践

ＺｈｎＷａｓｎｏｎｈａ
（ｅｅｒｈＩｓｉｔｆＥｐｏａｏｎｖｌｐｎ，ＬａｈｌｅｄＣｍｐｎ，Ｐｔｏｉａａｊｎ１４１，ｈｎ）ＲｓａｃｎｔｕｅｏｘｌｒｔｎａｄＤｅｅｏｍｅｔｉｏｅＯｉｌｏａｙｅｒＣｈｎ，Ｐｎｉ２００Ｃｉａｔｉｉｆ
周万山
（河油田公司勘探开发研究院，宁盘锦１４１）辽辽２００
摘
要兴隆台油田Ｘ７块是近年来发现的潜山油藏，油藏地质条件特殊，层古老，山构造及内幕复杂，性多样，Ｇ该地潜岩
Ａｂｔａｔｌｃ７ｏｎｌｎｔｉＯｉｉｌＳａｂｒｄｈｌｏ１ｒｓｒｏｒｄｓｏｅｅｎｒｃｎｅｒ．Ｔｉｒｓｒｏｒｈｓｔｅｓｒｃ：ＢｏｋＸＧｆＸｉｇｏｇａｌｅｄｉｕｅｉｉｅｅｖｉｉｃｖｒｄｊｅｅｔｙａｓｈｓｅｅｖｉａｌｆｉｌ１ｃａａｔｒｔｓｆｐｃａｅｌｇｃｌｏｄｔｎｏｄｆｒｔｎｃｍｐｅｔｒａｔｃｕｅ，ｉｅｅｌｈｌｇ，ｕｅｐｙｌｙｒｎｔｎｈｒｃｅｓｉｅｉｌｏｏｉａｎｉｏ，ｌｍａｉ，ｏｌｘｉｅｎｌｒｔｒｓｄｖｒｉｏｏｙｈｇａｅｄｓｏｇｉｃｏｓｇｃｉｏｏｎｓｕｓｔａａｒｈｔｒｇｎｉ．ｉｕｅｌｇｃｌｏｄｔｎｒｇｅｏｍｏｓｃａｌｎｅｏｒｓｒｏｒｄｖｌｐｎ．ａｅｔｕｅｆｅａｉｅｅｅｏｅｅｔＵｎｑｅｇｏｏｉａｎｉｏｓｂｎｎｒｕｈｌｇｓｔｅｅｖｉｅｅｏｍｅｔＦｃｄｗｉａｎｍｂｒｏｇｔｙｃｉｉｅｈｎｖｆｃｏｓａｄａｍｅｔｏｅｅｏｍｅｔｅｒｅｏｅｔａｗｅｌ，ｅｅｒｈｒｒｓｎｅｅｏｍｅｔｒｍｅａａｅｚｎｓｔｖｄａｐｄａｔｒｎｉｄａｗｄｖｌｐｎｇｅｆｒｃｌｌｒｓａｃｅｓｐｅｅｔｖｌｐｎｏｓｐｒｔｏｅｈｏｅｐｅｌｄｖｉｓｄｆｗｉ

成藏研究在齐古南山头潜山油藏的应用

成藏研究在齐古南山头潜山油藏的应用【摘要】齐古潜山经过近30年的开发，已进入产量递减阶段，含水率不断上升，开发难度不断增大。

为改善区块开发效果，提高区块最终采收率，通过对潜山录、测井及地震资料的分析，对潜山的岩性、裂缝发育条件、供油窗口和保存条件等研究，明确了古潜山内幕油气藏的形成条件，对可能形成的油气藏进行了预测，并对下步古潜山内幕探井提出部署建议。

【关键词】齐古潜山成藏研究南山头裂缝油气藏预测1 储层分析1.1 储层与非储层判别目前，在变质岩潜山的混合花岗岩、混合岩、片麻岩及浅粒岩、变粒岩中已经发现储量，被认为是变质岩潜山中的储集岩；南山头主要发育混合花岗岩。

而在煌斑岩、辉绿岩、角闪岩岩性段内还未发现工业油流，因此这3种岩性被认为是潜山中较难成为储集岩的岩性，南山头主要发育成岩脉。

分析表明，在不易形成储集岩的岩石中暗色矿物的含量较大，在储集岩中暗色矿物含量较小；浅色矿物在储集岩中的含量较高。

1.2 储层测井响应以浅色矿物为主要成分混合花岗岩的岩石其测井响应一般表现为“三低一高”特征（相对低密度、低补偿中子、低光电吸收截面指数、高自然伽马）。

低密度主要是组成该种岩性的矿物密度较小，低中子只要是这种岩石中的含氢指数比较低，高伽马主要是因为该类岩石中钾长石的含量较高。

另外，对于这种岩石在裂缝不发育的井段，其电阻值较高。

南山头岩脉岩石特征：齐古南山头为一套浅红色混合花岗岩夹不等厚浅灰色、灰绿色岩脉组成，岩脉的发育规律性不强。

该类岩石在测井曲线上反映的是“三高一低”（相对高密度、高中子、高光电吸收截面指数、低自然伽马）的特征，密度曲线与补偿中子曲线呈“负双轨”的曲线轨迹，反映的是暗色矿物含量比较高的特征。

同时，该类岩石在电阻率上也有明显的显示，由于含fe、mg、ca 矿物较多，因此，该种岩性的导电性较好，一般该岩性发育段电阻率值较低。

1.3 储集空间经研究，潜山储层的储集空间以裂缝为主，有少量孔隙。

裂缝是该区的主要储集空间，占整个储集空间的80%以上，本次研究重点描述裂缝的发育情况。

变质岩潜山内幕油藏成藏模式及主控因素

变质岩潜山内幕油藏成藏模式及主控因素
提纲
古潜山油气藏勘探进展及研究现状古潜山油气藏成藏条件及分类变质岩古潜山内幕油藏成藏模式变质岩古潜山内幕油藏主控因素实例分析
古潜山油气藏勘探进展及研究现状
• 概念古潜山是古地貌的一种形态，地层经过
地壳变动后的长期风化剥蚀，造成表面形态的高低不平，后来再次下沉被新生代沉积层所覆盖，其中突起的山丘就称为古潜山
分类王国纯—据岩性特征分为：变质岩储层潜山、火山岩储层
潜山、碳酸盐岩储层潜山和碎屑岩储层潜山
谯汉生—考虑到潜山的成因、形态和储层结构分为：地貌
潜山、断块潜山和不整合潜山三大类
吴永平—据构造形成于盖层沉积先后关系：①先成地貌潜
山，②同生构造潜山③后成构造潜山 …………
提纲
古潜山油气藏勘探进展及研究现状古潜山油气藏成藏条件及分类变质岩古潜山内幕油藏成藏模式变质岩古潜山内幕油藏主控因素实例分析
变质岩古潜山内幕油藏成藏模式
• 根据古潜山储层物性和古潜山油藏分布距古潜山顶部深度特征可以分为2种类型 :
（1）一种是古潜山表层含油，即风化壳型古潜山油藏，即表层淋滤型古潜山油藏;
（2）另一种是古潜山深部含油，即深部裂缝型油藏.
变质岩古潜山内幕油藏成藏模式
• 根据圈闭与油源及输导层的配置关系，归纳为下列3种模式（据慕德梁，2007）：
变质岩古潜山内幕油藏主控因素
侧向供油“窗口”是内幕成藏关键因素
古潜山油藏多为“新生古储”式，而且烃源岩与潜山之间很多时候还发育有隔层。因此，古潜山能否与上部烃源岩相接触形成供油窗是成藏的关键。
良好的封盖体系和保存条件
大多数情况下古潜山本身没有封盖层，需要依靠上覆非渗透性岩层作为盖层，并且受晚期断裂活动的影响较弱，才能形成良好的保存条件。

辽河兴古7潜山巨厚油藏水驱开发实验研究

实验方法和评价标准采用中华人民共和国石油天然气行业标准Ｓ／５５ —０２《层敏感性流ＹＴ３８２０储动实验评价方法》，中华人民共和国石油天然气行
业标准Ｓ／５４— ９９《ＹＴ３５１９油水相对渗透率测定》。
Ｋｅｒｓｙｗｏｄ：Ｂｌｃｎｇ：Ｒｅｅｖｉｓｎｉｖｔ；ｔｒｏｄｎｅｅｏｍｅｔＢｕｉｄｈｌｒｓｒｏｒＤｕｌｄａｏｋＸｉｇｕ７ｓｒｏｒｅｓｉｉＷａｅｆｏｉｇｄｖｌｐｎ；ｔｙｌｒｅｉｅｅｖｉ；ｌａｍｅ实验液矿化度／（ｇ・。ａｒＬ。）
图２水盐敏评价曲线
Ｆｉ．ａｔｒｓｔｓｎｓｔｖｉｙｖｅｇ２Ｗｅ－ａｌｅｉｉｔｃｕｒ
只增加了２６．％，占平均最终驱油效率的５１％。５．６此时，各阶段注入倍数下的驱油效率总和平均达到３．％，占最终驱油效率的７．％，已经将岩心５１００３６
度提供科学依据。兴古７块虽然粘土矿物含量偏高，但是速敏性矿物，高岭石，丝状伊利石，艾洛石含量基本上是没有，因此水流过速，不会有微小颗粒脱落。
划分标准，以Ｉ、Ⅱ 类储层为主。目前兴古７潜山
试油投产均未见到水层，一次采收率仅为ｌ％，１初
收稿日期：２１一３２０１Ｏ—２作者简介：张宏（９１，女，辽宁盘锦人，工程师，２０１８一）０４年毕业于辽宁石油化工大学化学工程专业，现从事油田开发油层保护工作。

变质岩潜山油藏纵向非均质性研究

的原岩为一套中基性火山岩、山碎屑岩，副变火是质岩，具有成层、分段的地质背景Ｊ。
录井岩屑提供了非均质性认识最大量、直接最的资料。通过特殊钻头取得较大粒径的岩屑，建立岩屑与钻井深度的对应关系，以镜下鉴定、子探电
得潜山纵向分段性的认识存在很大困难。该文介绍了从定性到定量的储层非均质性研究方法。
长片麻岩）和混合岩（主要为混合岩化黑云斜长片
麻岩、混合片麻岩）主；为岩浆岩以侵人体或岩脉
顺着片麻理和裂缝注入，在古老的变质岩中穿插分
布，以花岗斑岩和闪长玢岩为主，山玢岩、安煌斑岩
和辉绿岩零星分布。区域变质岩中黑云斜长片麻岩是ＸＧ潜山的
１油藏非均质性的录、测井认识
成藏背景是造成非均质性的内因。应用岩石化学方法、一图解法 ” 微量元素Ｃ／ｉＫ、ｒＮ比值法及区域背景分析法，识到Ｘ７太古界基底潜山认Ｇ
２．中油东方地球物理勘探有限公司辽河物探分公司，辽宁
盘锦
１４１）２００
摘要：ＧＸ７油藏是一个深层、巨厚、变质岩潜山油藏，油幅度超过２３０ｍ。对于这种巨厚油含０
层的潜山油藏，油藏纵向非均质性特征及分布规律是影响开发方式选择、网井距设计的重要井因素。对油藏岩性进行了定性、量研究，定并通过动、态资料相结合的方法研究了潜山纵向静非均质性特点和划分储层段的方法。Ｘ７油藏以分段性认识作为基础进行开发设计，得了Ｇ取

水平井开发潜山油藏适应性评价研究

水平井开发潜山油藏适应性评价研究1. 潜山油藏的特点潜山油藏是一种以盆地边缘凹陷为主要地质构造，受古隆起、断裂、构造陷落、岩浆活动等多个因素影响的特殊古老油气藏类型。

潜山油藏区由于内部构造复杂，地质条件较差，常常造成传统垂直井开发难以获得较高产量的问题。

采用水平井开发技术成为一种解决潜山油藏开发难题的有效手段。

潜山油藏具有以下特点：储层较差，岩性较硬，渗透率低，孔隙度小。

储层中巨型裂缝、断层等多种构造特征较多，导致传统垂直井产能难以发挥。

潜山油气藏种类繁多，油藏的地质条件迥异，因此需要根据不同的油田地质条件，选择不同类型的水平井开发技术。

潜山油气藏在开发过程中需要解决地层流体动态分布不均匀导致的油气不均匀采收问题，以及油田开发投入大等问题。

开发潜山油气田需要具备高效的水平井技术。

2. 水平井开发潜山油藏的优势水平井开发技术是近年来油气勘探开发领域的一项重要技术创新，其具有一系列突出的优势：水平井可穿越多个油气层，有效提高单井井量和产量；水平井的开采效率高，油气采收率和油气资源利用率均可得到提升；水平井在开发过程中采用了先进的井筒完井技术，可大大提高油气井效率，减少钻井和完井成本；水平井开发对地表环境影响小，能有效降低油藏开发成本，提高地下储量的开采利用。

为了更好地应用水平井开发技术开发不同类型的潜山油气田，需要进行适应性评价研究。

水平井在潜山油气田的适应性评价研究主要包括以下几个方面：3.1 地质工程特征研究潜山油气田的地质工程特征研究是适应性评价的首要工作。

主要包括潜山油藏的构造特征、岩性特征，孔、隙、缝特征、储层特性等。

通过对地质工程特征的详细研究，可以确定水平井的开发方案和具体井设计参数，为水平井的解释评价提供依据。

3.2 井筒布置优化研究水平井的井筒布置优化是潜山油气田的适应性评价的重点研究内容。

需要确定水平井的井距、井位、井长等参数，以实现最佳的油气采收效果。

通过对井筒布置优化的研究，可以实现最大限度地提高潜山油气田的产量和采收率。

地化录井技术在兴隆台潜山7区块的应用

烃类物质而蒸发出来，此在程序升温过程中石油因可蒸发、解出不同的烃类物质。地化录井（球化裂地
２解释评价
兴隆台潜山７区块构造位置位于辽河坳陷西部
学录井）以岩石热解、热解气相色谱分析获得的与石
层；烃源岩进行生烃潜力评价；行注水开发区储对进
增加了难度。为了适应勘探开发的需要，地化录井技
术在潜山油气藏储集层解释评价中得到了广泛的应用，其是近两年来，着兴隆台潜山油气藏的勘探尤随开发，石热解和热解气相色谱分析技术在储集层解岩释评价应用中发挥了重要作用，果明显。效
关键词岩石热解热解气相色谱潜山油气藏解释评价应用实例
０引言
随着辽河油田勘探开发的不断深入，对油气针藏渗透率低、位深、量动用难、质稠、造断块层储油构小的特点，探对象逐渐向“ 、、、、 ” 变，勘低深难稠小转潜山油气藏已成为勘探开发的重点。潜山油气藏的钻井工艺日益复杂化，及欠平涉衡、井液混油、井液中添加各种添加剂等；外，钻钻此该潜山油气藏岩性复杂，碳酸盐岩和黑云母斜长有

变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议

变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议汪利兵;童凯军;马时刚;周蓉【摘要】The Archean buried hill reservoir in Bohai JZ25 -IS oilfield is a metamorphic rock, quasi - lamellar reservoir with bottom water and well developed pores and crevices. The reservoir has extremely complex geologic structure, is characterized by big differences in spatial development of fractures, unknown interconnection of fractures inside the buried hill, drastic change of high quality reservoir, severe heterogeneity, and poor continuity and comparability. Based on the features of high production wells in the JZ25 - IS buried hill reservoir as well as lithology, tectoclase development, well type and other factors, this paper analyzes the control factors on buried hill reservoir deliverability, proposes suggestions on efficient reservoir development, and provides certain reference for subsequent development of buried hill reservoir.%渤海JZ25-1S油田太古界潜山油藏是1个孔、缝十分发育的变质岩似层状底水油藏,其地质结构极其复杂,具有裂缝空间发育规律差异大、潜山内幕裂缝发育段的连通模式不明确、优质储层变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点.结合JZ25-1S 潜山油藏高产井的特点,从岩性、构造裂缝发育及井型等因素出发,分析潜山油藏产能的主控因素,提出潜山油藏高效开发建议,为后续潜山油藏的开发提供了一定的借鉴.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2012(019)004【总页数】4页(P29-32)【关键词】裂缝;发育特征;主控因素;变质岩;潜山油藏;渤海JZ25-1S油田【作者】汪利兵;童凯军;马时刚;周蓉【作者单位】中海油(中国)天津分公司,天津塘沽300452;中海油(中国)天津分公司,天津塘沽300452;中海油(中国)有限公司,北京100010;中油吉林油田公司,吉林松原138000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2JZ25－1S油田太古界潜山油藏的储层孔、缝并存，岩性及孔隙空间结构复杂，非均质性程度较高，自2009年投产以来，油藏最高采油速度为8%，平均采油速度高达5.6%。

加强动态监测高效开发潜山油藏

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加强动态监测高效开发潜山油藏
侯庆军（中油辽河油田兴隆台采油厂地质研究所，辽宁盘锦１２４０１１）
摘要：兴古潜山是我厂主要生产主力区块之一。为了进一步提高对潜山油藏的认识，对部分油井进行压力恢复和干扰试井等动态监测资料，通过动态监测数据确定油水界面和合理工作制度，为该区块高效开发提供了依据。关键词：动态监测；应用；潜山油藏；高效开发
４结论及建议
①兴古潜山油藏压力系数为１．１３，属正常压力油藏，确定
水平井合理生产压差６．５ＭＰａ，合理工作制度５ —７ｍ油嘴。 ②兴
古潜山平面和纵向上仍有外扩和下探空间，油藏含油边界和含油幅度仍需继续认识。推断油水界面５２００ｍ附近。 ③不断完善动态监测资料录取，掌握油藏动态变化状况，继续跟踪兴古潜
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图２兴古潜山指示曲线图３油井指示曲线类型
通过对系统试井数据分析认为油井井下流体动态依然符
合弹性驱特征，油气比保持平稳，目前采取的工作制度合理。采油指数二段＞三段＞四段＞一段。

兴古潜山压力导数曲线分析

导数曲线显示出了 “均值油藏+恒压边界” 特征，但该区块勘探时未见边底水，生产井也未见水。解释结果见表 1，表明，油藏为低渗油藏，井筒完善，但边界情况有待于进一步落实。
2 2013、 2014、 2015 年测试情况
2013、 2014、 2015 年分别选取兴古 7 井、兴古 7-H228 井、兴古 7-H229 井进行压力恢复测试，双对
图 2 兴古 7-5 双对数及压力导数图图 1 兴古 7-H202Z 双对数及压力导数图
1 2012 年测试情况
2012 年选择兴古 7-H202Z、兴古 7-5 井实施压力恢复测试，双对数及压力导数图见图 1、图 2，可以看出，导数曲线在第Ⅰ段早期井筒储集阶段过后，进入第Ⅱ阶段，过渡段，导数曲线上升后下降；然后是第Ⅲ阶段，径向流动阶段，导数出现直线段；后期为第Ⅳ阶段，边界反应阶段，导数曲线出现下掉；整体
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潜山油气成藏条件及主控因素分析与研究——以高升地区元古界潜山为例

油气开采化工设计通讯Oil and Gas ProductionChemical Engineering Design Communications·58·第46卷第3期2020年3月1 研究区概况西部凹陷西斜坡勘探工作始于20世纪60年代，大致可以划分为三个阶段，第一阶段为发现阶段；由曙古1井在潜山获得良好的效果从而开启了辽河油田对古潜山的勘探序幕。

并且在曙古1块、和曙古98块累计上报了3 132万吨探明储量。

但是由于技术条件的限制无法向潜山深层扩展。

20世纪80年代末潜山勘探逐渐停滞。

探索阶段：20世纪90年代开始对深层进行重新处理，深层部位的时深转换精度提高。

部署了曙103获高产工业油气流，打破了对曙光低潜山带多年的徘徊状态。

其随后部署的井大多获工业油气流，并在曙光低潜山带的曙112、曙125等七个区块共地质储量576万吨。

突破阶段：2006年起加强了曙光潜山成藏主控因素的研究，提出了潜山远离油源可以成藏，和巨厚玄武岩下可以成藏的新认识。

连续在远离洼陷区部署了，曙古157等高潜山4口，获得良好效果。

后续高古2的部署井发现了高升潜山。

但后续部署的高古3、10、14效果较差。

曙北高升地区的元古界仍具备较大的勘探潜力，该区目前已揭露元古界主要分布在曙北地区的西南部，揭露厚度700m 左右（曙古84）主要岩性是白云岩，局部地区分布白云质灰岩（长古1、曙古129）、板岩（长古5）及石英砂岩（曙古92）。

目前除南部曙111、112等井在元古界获得工业油气以外，以往由于元古界潜山内幕比较复杂，勘探工作一直未有突破，加之该区资料较少，因而对该区的潜山认识一直不清，但经过分析认为，该区无论是从生油条件、储集条件或是保存条件都是比较有利的[2]。

2 圈闭是油气成藏的最主要条件西部凹陷的构造由于沉积最终形成，而这种结构适合于古潜山的形成，并且能够满足圈闭条件。

一是在第三纪早期，由于发育形成断层位于西部凹陷处，从断层走向来看，呈现由北向东的走向，为西倾正断层。